Начинается...

Воздействие минерализации воды, закачиваемой в систему ППД, на набухаемость пластовых глин

УДК 622.276.438

Воздействие минерализации воды, закачиваемой в систему ППД, на набухаемость пластовых глин

Л. В. ИГРЕВСКИЙ, Д. Н. ЛАМБИН, М. Ю. КИЛЬЯНОВ, В. А. ЛАВРЕНЧУК, А. И. ЛАВРЕНЧУК, Д. В. ИСАЕВ – РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина

В данной статье приведены данные о влиянии минерализации закачиваемой в пласт воды на набухаемость пластов. Показано, что набухание глин происходит тем интенсивнее, чем меньше минерализация воды, вводимой в породу – что приводит к уменьшению порового пространства и снижение коэффициента проницаемости породы. Поэтому одним из важных требований к закачиваемому реагенту, используемому для закачки в пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи, является предотвращение набухаемости глин или его снижение.

Ключевые слова: поддержание пластового давления, минерализация, глины, набухаемость.

В настоящее время большинство нефтяных месторождений (для РФ более 80%) разрабатывается с применением систем поддержания пластового давления (ППД) путем закачки воды.

На эффективность процесса разработки, помимо таких характеристик ППД как схема заводнения, давление нагнетания и объем закачиваемой воды, существенное влияние оказывает состав коллектора, а точнее наличие в нем глин и минерализация закачиваемой воды. В работе говорится, что к глиносодержащим относятся коллекторы с объемной глинистостью более 2%. На эффективность заводнения в глиносодержащих пластах, существенное влияние оказывает минерализация закачиваемой воды. Снижение минерализации с 40 до 10 г/л может снизить проницаемость в 1,5-2 раза. При закачке воды с минерализацией менее 1,09-1,11 г/см3 глинистые пласты не участвуют в процессе фильтрации. В связи с этим весьма интересной и важной представляется задача определения взаимосвязи минерализации закачиваемой в пласт воды и изменения проницаемости пласта за счет набухания глин.

Для определения степени снижения фильтрационных и емкостных свойств пород при закачке воды с различной минерализацией требуется проведение комплекса петрофизических исследований. Стандартные исследования образцов керна включают определение минералогической плотности, открытой пористости по гелию, проницаемости по азоту. В табл. 1 приведены результаты стандартных исследований керна одного из месторождений Республики Казахстан.

Таблица 1. Результаты стандартных исследований керна для изучения влияния закачки воды различной минерализации на фильтрационные свойства породы

Результаты стандартных исследований керна для изучения влияния закачки воды различной минерализации на фильтрационные свойства породы

С целью определения количественных параметров, а именно, снижения коэффициента проницаемости породы для воды с изменением минерализации, выполнены специальные лабораторные исследования с имитацией пластовых условий. Серия исследований проведена на отобранных образцах различной литологией. В начале осуществлялась закачка модели воды с минерализацией 150 г/л, далее 125 г/л, 100 г/л, 75 г/л, 50 г/л, 25 г/л и на конечном этапе закачивалась пресная и дистиллированная вода. На каждом этапе замерялась проницаемость воды.

При уменьшении минерализации закачиваемой воды с величины 150 г/л до 25 г/л, наблюдалось плавное увеличение дифференциального давления (рис. 1) и снижение коэффициента проницаемости породы (рис. 2). При закачке альб-сеноманской воды наблюдалось незначительное снижение проницаемости с 2,83 до 2,73·10-3 мкм2.

Изменение дифференциального давления при закачке воды различной минерализации

Рис. 1. Изменение дифференциального давления при закачке воды различной минерализации

Изменение коэффициента проницаемости при закачке воды различной минерализации

Рис. 2. Изменение коэффициента проницаемости при закачке воды различной минерализации

Проведенные исследования оказались недостаточными для обоснования влияния снижения минерализации на фильтрационные свойства горных пород, так как исследования провели всего на двух образцах керна. В связи с этим было принято решение о проведении фильтрационных исследований на всех литотипах пород от песчаников до однородных глин. Из каждого литотипа было отобрано по два образца керна. Для выполнения работы было принято взять диапазон минерализаций с 75 г/л до 0 (по факту до 0,115 г/л), с шагом 25 г/л. Результаты представлены в табл. 2 и 3 и на рис. 3 и 4.

Таблица 2. Результаты исследований образцов керна на изменение проницаемости

Результаты исследований образцов керна на изменение проницаемости

Таблица 3. Результаты исследований образцов керна на изменение коэффициента вытеснения нефти

Результаты исследований образцов керна на изменение коэффициента вытеснения нефти

Результаты исследований образцов керна на изменение проницаемости (последо-вательность образцов на рисунке выбрана с учетом снижения проницаемости)

Рис. 3. Результаты исследований образцов керна на изменение проницаемости (последовательность образцов на рисунке выбрана с учетом снижения проницаемости)

Результаты исследований образцов керна на изменение коэффициента вытеснения нефти (последовательность образцов на рисунке выбрана с учетом снижения коэффициента вытеснения)

Рис. 4. Результаты исследований образцов керна на изменение коэффициента вытеснения нефти (последовательность образцов на рисунке выбрана с учетом снижения коэффициента вытеснения)

Исходя из результатов выполненных исследований, в глинистых образцах наблюдается ухудшение фильтрационных свойств, связанное со способностью глинистых минералов к набуханию. Под набухаемостью понимают способность глинистых пород увеличивать объем в процессе взаимодействия с водой или водными растворами. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания.

Глинистые минералы обладают одним из важных свойств, которое необходимо учитывать – это набухаемость. Под набухаемостью понимают способность глинистых пород увеличивать объем в процессе взаимодействия с водой или водными растворами. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания.

Объясняя природу набухания глин, следует отметить, что этот процесс проходит в две стадии: первая стадия – адсорбционное или внутрикристаллическое набухание, вторая – макроскопическое или «осмотическое» набухание. На первой стадии глинистая порода впитывает влагу за счет адсорбции молекул воды поверхностью глинистых частиц и межслоевыми промежутками кристаллической решетки глинистых минералов. Эта стадия практически не влияет на изменение объема породы. На второй стадии набухания поглощение влаги осуществляется с помощью осмотического давления. Оно возникает вблизи поверхности глинистых частиц за счет избыточной концентрации многочисленных обменных катионов отошедших с поверхности глинистых частиц в раствор. Основное увеличение объема набухающей глины происходит именно на этой макроскопической стадии.

Наибольшим значением набухаемости обладают породы, в составе которых присутствуют глинистые минералы с лабильной структурой (смектиты, смешанослойные образования типа иллит-смектит). Наименьшей способностью к набуханию характеризуется каолинит, несколько большей – хлорит.

Набухание глин приводит к уменьшению объема пор, за счет чего увеличивается коэффициент вытеснения нефти (рис. 4). С одной стороны, для конечной цели – увеличение КИН – это хорошо, однако, есть как минимум два фактора, которые необходимо принять во внимание: 1) возможно, затраты на прокачку воды станут слишком высоки из-за снизившейся проницаемости пласта по воде (рис. 3), и прирост суммарной добычи нефти не скомпенсирует расходы на обеспечение закачки; 2) указанный теоретический прирост добычи окажется недостижим из-за того, что давление закачки воды при сниженной проницаемости будет слишком велико и приведет к возникновению автоГРП, таким образом, КИН, наоборот, снизится из-за уменьшения коэффициента охвата.

ВЫВОДЫ:

  1. Исходя из результатов выполненных исследований, в глинистых образцах после снижения минерализации наблюдается ухудшение фильтрационных свойств – это связанно со способностью глинистых минералов к набуханию. Под набухаемостью понимают способность глинистых пород увеличивать объем в процессе взаимодействия с водой или водными растворами. Процесс набухания сопровождается увеличением влажности, объема породы и возникновением давления набухания.
  2. Глинистые минералы обладают ярко выраженными ионно-обменными свойствами, что совместно с малым размером частиц и высокой удельной поверхностью определяет их повышенную адсорбционную способность. Набухание глин происходит тем интенсивнее, чем меньше минерализация воды, вводимой в породу. Набухание приводит к уменьшению порового пространства и снижению коэффициента проницаемости породы. Поэтому одним из важных требований к закачиваемому с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи реагенту является предотвращение набухаемости глин или его снижение.
  3. Для предотвращения набухания глин используют различные способы обработки раствора. Рекомендуется закачка слабого рассола с минерализацией более 20 г/л. Полученные результаты показывают, что динамика снижения коэффициента проницаемости во время закачки пресной воды сильнее, чем при закачке растворов с большей минерализацией.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. Новиков А. С., Сериков Д. Ю., Гаффанов Р. Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Нефть и газ, 2017. – с. 307.
  2. Маслин А. И., Новиков А. С., Сериков Д. Ю. Повышение эффективности нефтепромыслового оборудования // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №4. – с. 9–15.
  3. Мягков К. А., Танненберг Н. В., Пестунов В. А., Гаффанов Р. Ф., Сериков Д. Ю. Гидродинамический анализ эффективности работы самостабилизатора давления в условиях возникновения и распространения гидравлического удара // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.- техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №6. – с. 58–63.
  4. Верисокин А. Е., Марьевский А. Д., Граб А. Н., Сериков Д. Ю. Влияние деформаций породы, возникающих при поведении гидроразрыва пласта, на прочность коллектора // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №7. – с. 35–38.
  5. Ищук А. Г., Сериков Д. Ю. Шарошечный буровой инструмент. – М.: «МДМпринт», 2021. – с. 303.
  6. Верисокин А. Е., Зиновьева Л. М., Граб А. Н., Сериков Д. Ю. Механизм деформационных процессов, возникающих при поведении гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №10. – с. 50–53.
  7. Назарова Л. Н. Разработка нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: ИЦ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2019 – с. 166.
  8. Верисокин А. Е., Сериков Д. Ю. Технология проведения гидроразрыва пласта с использованием никилида титана» // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2019. – №9. – с. 20–24.
  9. Новиков А. С., Сериков Д. Ю. Анализ возможных осложнений при сооружении и эксплуатации скважин в многолетнемерзлых породах // СФЕРА. Нефть и Газ: всерос. отр. науч.-техн. журн. – М.: ООО «ИД «СФЕРА», 2020. – №3–4. – с. 56–57.
  10. Верисокин А. Е., Граб А. Н., Граб Д. Н., Сериков Д. Ю. Анализ факторов, влияющих на работоспособность пакеров при проведении гидроразрыва пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №7. – с. 22–27.

Статья в формате pdf →

 

119991, Москва, 
Ленинский пр., д. 65, корп. 1
☎ +7 (499) 507-88-88
com@gubkin.ru
www.gubkin.ru


Читайте также:

ВЫПУСК 2/2022



Читать онлайн